Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 [ 3 ] 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88

(теодолита, нивелира, оптического дальномера), мерной ленты.

При техническом контроле запорно-регулирующей арматуры применяют визуальный осмотр, геодезический контроль, трассоискатели или шурфование для определения планово-высотного положения арматуры, опорного фундамента и прилегающих участков нефтепровода.

Результаты электрометрических измерений защитного потенциала, данные обследования состояния изоляции, результаты шурфовок, измерений удельного сопротивления грунта и сведения о коррозионных повреждениях составляют информацию об эффективности защиты от коррозии, накапливаемую с начала эксплуатации и включающую также сведения о выполнявшихся ремонтах изоляции и тела трубы, типе изоляции, рельефе местности и ситуации трассы.

Практика эксплуатации отечественных и зарубежных трубопроводов показывает, что ежедневного контроля установок катодной защиты не требуется. Дренажные установки, особенно вблизи грузонапряженных электрифицированных линий, следует контролировать ежедневно. Снятие характеристик этих установок связано со случайным характером блуждающих токов, что требует проведения периодических проверок.

Систематизация полученных данных позволяет правильно оценить коррозионную обстановку и эффективность защиты и на этом основании планировать объем и периодичность ремонтно-профилактических мероприятий, включающих корректировку параметров катодных и дренажных установок, изменение их мощности, установку новых катодных станций, частичную или полную замену изоляции и, наконец, замену пораженных коррозией участков трубопроводов.

По результатам электрометрических измерений, показывающих падение защитного потенциала ниже допускаемого уровня или систематическую тенденцию к ухудшению эффективности защиты, намечают проведение комплексных коррозионных обследований, включающих контроль качества изоляции с помощью приборов или визуально (путем шурфовок), проверку коррозионной активности грунтов, анализ коррозионной обстановки на трассе и повреждений трубопровода. Используемые в настоящее время искатели повреждений позволяют определить состояние изоляции без вскрытия трубопроводов. Один из таких приборов УКИ-1М - создан в Институте проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР).

Техническая характеристика УКИ-1М

Дальность обследования, км............................................. 3-10

Ногрешность определения оси трубопроводов

и глубины залегания, м....................................................... 0,05

Ногрешность определения места расположения

дефекта в изоляции, м, не более.................................... 0,1

Минимальный размер определяемого дефекта в изоляции на фоне сплошного изоляционного

покрытия, мм, не более......................................................... 3

Входное сопротивление селективного индикатора, Мом, не менее............................................................... 10

Ослабление помехи с частотой 50 Гц по отношению к сигналу с частотой:

100 Гц, раз................................................................................ Не менее 2000

964 Гц, раз................................................................................ Не менее 10 000

Напряжение питания селективного генератора, В.................................................................................................. 9

Устройство контроля изоляции подземных трубопроводов УКИ-1М позволяет:

обнаруживать трубопроводы, кабели и определять глубину их залегания, т.е. работает как трассоискатель;

определять места сквозных повреждений в противокоррозионном покрытии трубопроводов без их вскрытия;

определять места повреждений анодной линии установок катодной защиты;

осуществлять интегральную оценку состояния изоляции отдельных участков на основе бесконтактных измерений токов в трубе.

1.3. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ

ГЕРМЕТИЧНОСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ

Нарушение герметичности магистральных нефтепроводов приводит к потерям нефти и загрязнению окружающей среды.

Нроблеме обнаружения места утечки и устранения повреждения, а также вопросам контроля герметичности магистральных нефтепроводов в процессе эксплуатации уделяется серьезное внимание. Быстрое обнаружение нарушений герметичности и оперативное ее восстановление позволяют существенно снизить ущерб от повреждений трубопровода.

Объем выхода нефти в окружающую среду при потере герметичности зависит от диаметра трубопровода, расстояния между задвижками, рельефа местности, места и размера повреждения, времени его обнаружения и устранения. Коли-

чество вытекшей нефти может оказаться значительным даже при относительно небольшом повреждении, если оно остается незамеченным в течение длительного времени.

С учетом указанных факторов проверка герметичности является основной функцией контроля технического состояния собственно трубопровода.

Проверка герметичности всей линейной части, необходимой по условиям эксплуатации, осложнена трудностью контроля такого протяженного объекта, как линейная часть магистральных нефтепроводов. Целесообразно организовать многоступенчатый контроль, включающий методы режимного анализа параметров перекачки и балансового учета, периодические аппаратурные телеметрические или вдольтрассо-вые измерения (в том числе пропуск специальных устройств внутри трубопровода), а также непосредственное наблюдение по трассе.

Применение различных методов обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов обусловливается многими факторами: режимом работы, параметрами и конструкцией трубопровода, профилем трассы, свойствами перекачиваемого продукта, климатическими и погодными условиями, режимом контроля, требованиями к охране окружающей среды, экономичностью

и т.д.

Каждый из применяемых методов контроля имеет свои преимущества и недостатки. Недостатки контроля герметичности по режимным показаниям давления хорошо известны и ограничиваются возможностью обнаружения крупной утечки. Суть режимного контроля за герметичностью нефтепровода заключается в наблюдении за давлением в трубопроводе по всей трассе с помощью электроконтактных манометров с передачей показаний в диспетчерскую. Имея перед собой профиль нефтепровода с нанесенным на нем гидравлическим уклоном, диспетчер или оператор может сопоставлять фактические давления по трассе с давлением, установленным технологической картой. Давление в любой точке нефтепровода на графике представляет собой отрезок между линией гидравлического уклона и точкой пересечения профиля. Сравнение фактического давления и установленного технологической картой позволяет обнаружить утечку продукта. В то же время необходимо иметь в виду, что различия в давлениях имеют место при других повреждениях трубопровода: частичной закупорке посторонними предметами или запарафинивании высоковязкой пара-финистой нефтью, не полностью открытой линейной за-